Работы, связанные с бурением
Работы, связанные с бурением производятся для:
-
Углубления искусственного забоя скважины;
-
Разбуривания цементных мостов;
-
Разбуривания посторонних предметов в стволе и на забое скважины;
-
Райбирования обсадной колонны;
-
Оправки головы аварийного оборудования в скважине;
-
Бурения боковых стволов
Бурение осуществляется при замкнутой циркуляции, осуществляемой насосными агрегатами.
Вращение разрушающего инструмента производится ротором или гидравлическими забойными
двигателями на НКТ или бурильных трубах. Работы проводятся по плану. Следует обратить
особое внимание на следующие моменты:
При сборе компоновки проверить надежность крепления долота, рекомендуется приварить
накладки, над долотом установить эксцентричный калибратор или переводник;
Во избежание зашламовывания двигателя, в компоновку бурильной колонны (над двигателем)
необходимо установить фильтр и обратный клапан;
Спуск осуществляется с замером труб, оформляется мера, трубы шаблонируются, при
привязке геофизическими методами в компоновку устанавливаются реперы.
Спуск компоновки осуществляется до глубины 25-30 метров выше проектной, далее интервал
до головы моста прорарабатывается;
Нащупывается голова моста, прирабатывается долото;
• Производится бурение с разгрузкой инструмента на забой не превышающей 3 тонны для Д-85 и. до 6 тонн для Д-105 (предельно допустимая нагрузка на трехшарошечное долото 0 120.6 мм - 6 тонн). После бурения проектного интервала производится промывка в течение полутора циклов (до «чистой» воды);
-
Следует принять меры по предупреждению нефтегазопроявлений; Основная документация
-
План работ
-
Режимно-технологическая карта проведения работ по бурению;
-
Паспорт на долото, паспорт на ГЗД или ротор (с наработкой), паспорт на трубы, мера;
-
Акт выполненных работ;
Схема обвязки устья скважины при прямой промывке и Бурении
Оборудование и инструмент для бурения
Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах Винтовые забойные двигатели
Винтовые забойные двигатели - объемные машины, работающие по принципу винта Архимеда, представляют собой винт, расположенный в гумированном статоре, который имеет на один заход винта больше. Жидкость подаваемая насосом проходя в пространстве между статором и ротором приводит последний во вращательное движение. Винтовые забойные двигатели Д-85; Д-105, Д-106 и ДР-106 предназначены для бурения скважин, в том числе боковых стволов и проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах с использованием в качестве рабочей жидкости технической воды или бурового раствора плотностью не более 1,3 г/см3 при забойной температуре не более 100 градусов. Для бурения прямых участков скважин используется двигатель Д-105, в котором торсион размещен внутри ротора, что сокращает длину и массу двигателя. Для наклонно-направленного бурения применяют двигатель ДО-106 - вариант с жестким кривым переводником или ДР-106 - с регулируемым на буровой кривым переводником. Для повышения долговечности опорные поверхности кривых переводников имеют «пятку»,
Винтовой забойный двигатель армированную твердосплавными зубками.
Двигатели могут комплектоваться рабочими органами с различной заходностью. Исходя из конкретных условий бурения и типа породоразрушающего инструмента выбирается рабочая пара с требуемой частотой вращения.
Таблица 4.13.Техническая характеристика винтовых двигателей
|
Шифр |
; Длина, мм. |
^ аметр, мм |
Масса, кг |
Присоединительные резьбы |
Диаметр долот, |
Расход ; рабочей | жидкости, л/с |
Частота вращения вала, с-1 |
Перепад давления на ВЗД.МПа |
|
|
|
|
||||||||
|
Я-42 |
700 |
42 |
9 |
по заказу |
по заказу |
58,0 |
0,3-0,5 |
4,0-6,7 |
2,0-4,0 |
|
1 Д1-54 |
1890 |
57 |
27 |
3-42 |
3-42 |
76-93 |
2,0-3,0 |
5,8-8,3 |
4,5-5,5 |
|
! ДГ-75 |
3820 |
76 |
104 |
3-66 |
3-66 |
83 |
3,0-5,5 |
3,0-5,5 |
"5,0-9,0 |
|
Д1-88 |
3225 |
88 |
| 110 |
3-66 |
3-66 |
98,4-120,6 |
4,5-7,0 |
2,7-5,0 |
5,8-7,0 |
|
Д-95 |
3035 |
95 |
I 106 |
3-76 |
3-76 |
120,6-139,7 |
6,0-10,0 |
2,0-3,3 |
4,5-6,0 |
|
Д-105 |
3740 |
106 |
I 180 |
3-88 |
3-76 |
120,6-151,0 |
| 6,0-10,0 |
2,6-3,8 |
5,0-8,0 |
|
I Д-Ю6 |
| 4240 |
106 |
220 |
3-88 |
3-76 |
120,6-151,0 |
4,0-12,0 |
1,1-3,2 |
5,0-9,0 |
Малогабаритные турбобуры
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.
Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора. В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту.
Таблица 4.14.Техническая характеристика малогабаритных турбобуров
|
Параметры |
|
|
|
Типоразмер |
|
|
|
|
ТГ-124 |
ТШ-108Б |
ТВ1 |
•102 |
||||
|
2 секции |
3 секции |
2 секции |
3 секции |
3 секции |
4 секции |
||
|
Наружный диаметр, мм |
|
124 |
124 |
108 |
108 |
102 |
102 |
|
|
|
930 |
1330 |
435 |
610 |
630 |
740 |
|
Диаметр долота, мм |
|
139,7-158,7 |
139,7-158,7 |
120,6-151 |
120,6-151 |
118-151 |
118-151 |
|
Присоединительные резьбы: - к долоту |
3-88 |
3-88 |
3-76 |
3-76 |
3-76 |
3-76 |
|
|
Расход жидкости плотностью '\г1сыг>, |
л/с |
|
10 |
10 |
8 |
11 |
11 |
|
Момент силы, Нм |
|
450 |
470 |
215 |
205 |
100 |
135 |
|
Перепад давлений, МПа |
■ |
8,9 |
9,3 |
|
9,0 |
9,0 |
12,0 |
Рис.4.19. Малогабаритный турбобур
Долота
Наибольшее распространение в практике бурения мостов в нефтяных и газовых скважин при приведении ремонтных работ получили шарошечные долота с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке.
Три лапы сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников устанавливается шарошка с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления^
Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки. На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения - приливы с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок. Ниже приведены технические характеристики долот применяемых для разбуривания цементных мостов.
Таблица 4.15.Техническая характеристика
|
III 125,0 С-ЦАУ |
5 I |
216 1 |
3-76 | |
2 1/2 КЕС |
12,0 | |
|
111139,7 М-ЦАУ 51/2 126 |
3-88 |
3 1/2 КЕС |
|||
|
III 139,7 С-ЦАУ |
5 1/2 | |
216 |
3-88 |
3 1/2 КЕС |
13,5 I |
|
III 142,9 М-ЦАУ |
5 5/8 |
|
3-88 |
|
|
|
III 142,9 С-ЦАУ !_ |
^^ 5 5/8 |
216 |
3-88 |
3 1/2 КЕС I |
14,0 | |
|
Долота с твердосплав^ |
<ым вооружением |
|
|
|
|
|
III 120,6 МЗЦАУ |
^^43/4^1 |
437 |
3-76 |
2 7.3 КЕС 2 7/8 КЕС |
11,0 11,0 |
|
III 120,6 СЗЦАУ |
|
|
3-76 |
||
|
III 125,0 МЗЦАУ |
5" |
^437 |
3-76 |
2 7/8 РЕС |
12,0 [ |
|
III 125,0 СЗЦАУ |
5 |
|
3- 76 |
2 7/8 КЕС |
|
|
111139,7 МЗЦАУ |
5 1/2 |
437 |
3- 88 " |
3 1/2~КЕС |
Тз'б |
|
III 139,7 СЗ ЦАУ |
5 1/2 |
|
3-88 |
3 1/2 КЕС |
13,5 |
|
III 142,9 МЗ ЦАУ |
5 5/8 |
437 |
3-88 |
3 1/2 КЕС |
14,0 |
|
оео,»™„„.„о„„,а ди,„втр.»„йи„ |
Код 1АРС |
Присоединительная резьба По ГОСТ ПоАР1 России в дюймах |
Масса.кг |
|
|
Долота с фрезерным вооружением |
||||
|
III 120,6 М-ЦАУ 4 3/4 |
126 |
3- 76 2 1/2 ГСЕС |
11,0 |
|
|
|
216 |
3-76 2 1/2РЕС |
11,0 |
|
